Un BESS peut modifier très rapidement sa puissance active. Il est donc pertinent pour la stabilité de fréquence en Suisse, mais la « rapidité » n’est pas une spécification complète. Inertie physique, réglage primaire, secondaire et tertiaire répondent à des signaux et à des horizons différents. Un projet crédible doit préciser le niveau qu’il peut fournir, sa préqualification et la marge opérationnelle qui reste disponible.
Swissgrid formule clairement le principe d’exploitation : production et consommation d’électricité doivent rester en équilibre pour maintenir la fréquence à 50 hertz. Une erreur de prévision, l’arrêt imprévu d’une centrale ou une variation de consommation peuvent rompre cet équilibre ; l’énergie de réglage sert alors à contenir puis à résorber l’écart.[1, 8]
Les onduleurs d’une batterie peuvent modifier rapidement la puissance active, dans les deux sens si l’état de charge et la capacité de raccordement le permettent. Mais le système n’achète pas la « vitesse » comme un produit unique. Swissgrid distingue les réglages primaire, secondaire et tertiaire, chacun avec sa logique d’activation, son délai, sa structure d’offre et ses exigences de préqualification.[2, 5]
Cette distinction constitue aussi un test de due diligence. Affirmer qu’une batterie « soutient la fréquence » reste incomplet tant que le produit, la puissance préqualifiée, la réserve d’énergie, le comptage, l’interface de commande et la durée de fourniture ne sont pas précisés.
Millisecondes, secondes et minutes ne sont pas interchangeables. Le premier contrôle consiste à relier la réponse BESS annoncée au mécanisme effectivement spécifié par Swissgrid.
| Fenêtre de réponse | Mécanisme | Condition |
|---|---|---|
| Premières millisecondes | Inertie physique ou synthétique | Les machines tournantes fournissent naturellement une inertie physique ; les ressources à convertisseur ne le font pas. Pour le stockage raccordé au niveau 1 du réseau de transport, Swissgrid exige désormais une capacité grid-forming et le début de la réponse d’inertie synthétique au plus tard 10 ms après une perturbation de fréquence.[2, 3] |
| Dans les 30 secondes | Réglage primaire / FCR | L’unité réagit à la fréquence mesurée sans consigne de dispatch et atteint 100 % de la puissance préqualifiée en 30 secondes. La feuille de route 2026 de Swissgrid indique des offres de 1 à 25 MW.[2] |
| Dans les 5 minutes | Réglage secondaire / aFRR | Swissgrid envoie un signal chaque seconde ; le fournisseur atteint 100 % de la puissance préqualifiée en cinq minutes. Le volume actuellement publié va de 5 à 100 MW, les offres plus petites étant présentées comme une évolution possible.[2] |
| Dans les 10 minutes | Réglage tertiaire / mFRR | La feuille de route prévoit la totalité de la puissance activée en dix minutes. Les modifications de produit et de volume minimal étant échelonnées, il faut vérifier les règles applicables à la date de l’appel d’offres.[2] |
Ce tableau décrit une séquence, pas un classement. Le confinement rapide limite le premier mouvement ; les produits de restauration ramènent le système vers sa cible et libèrent les réserves précédentes pour l’événement suivant.
Les générateurs traditionnels à masse tournante — notamment hydrauliques et nucléaires — apportent une inertie physique au système du seul fait de leur fonctionnement synchrone. La Balancing Roadmap de Swissgrid souligne que les installations photovoltaïques et les batteries sont raccordées par des convertisseurs et ne fournissent pas automatiquement le même effet.[2]
Les exigences techniques minimales de Swissgrid pour le stockage raccordé directement au niveau 1 du réseau de transport imposent donc des commandes grid-forming. Le document requiert un soutien pratiquement sans délai de la fréquence et de la tension, avec une inertie synthétique qui commence dans les 10 ms suivant une perturbation de fréquence. La commande doit aussi rester coordonnée avec les limites de courant des convertisseurs et les autres fonctions de réglage.[3]
Le périmètre est essentiel. Il s’agit d’exigences de raccordement pour les installations visées sur le réseau de transport, pas de la preuve que chaque BESS raccordé à un réseau de distribution suisse est grid-forming ou fournit de l’inertie synthétique. Le document ne crée pas non plus un produit suisse actuel pour l’inertie : Swissgrid juge peu probable qu’un produit FFR ou d’inertie soit nécessaire ces prochaines années, tout en se réservant la possibilité d’en introduire un si besoin.[2, 3]
La batterie de 20 MW / 18 MWh située à Ingenbohl, dans le canton de Schwytz, a été préqualifiée par Swissgrid pour la puissance de réglage secondaire le 24 septembre 2020. Le compte rendu publié par Alpiq met en évidence la condition pratique qui sous-tend ce statut : la batterie et son logiciel de commande doivent interagir de manière à suivre les signaux de communication correctement et assez vite.[6]
Un autre projet pilote mené par Swissgrid et ewz, achevé en décembre 2022, a testé une batterie raccordée au réseau de distribution selon une approche de coordination fondée sur des règles. Il s’agissait de permettre à des ressources décentralisées de répondre aux besoins des réseaux de transport et de distribution tout en tenant compte des effets sur les réseaux voisins et en amont. Le pilote démontre un mécanisme de coordination, non un produit à double usage disponible de manière générale.[7]
Ces exemples sont plus instructifs qu’une affirmation générale sur la rapidité des batteries. Le premier montre une préqualification effective pour un produit de réserve défini ; le second explique pourquoi les contraintes de distribution et la coordination GRT–GRD peuvent limiter ou conditionner le dispatch.
Swissgrid a maintenu la fréquence du système en 2024, tout en enregistrant une nette hausse des écarts de fréquence, principalement parce que la production solaire était devenue plus difficile à prévoir. Il en a résulté un recours accru à l’énergie de réglage.[4]
L’année suivante apporte un contrepoint utile. En comparant les dix premiers mois de 2025 à la même période de 2024, Swissgrid a constaté une baisse de 22 % de l’énergie de réglage secondaire activée, attribuée en partie à une solution basée sur l’intelligence artificielle pour les appels d’énergie de réglage. L’hydraulique à accumulation restait le principal fournisseur, tandis que les batteries et d’autres technologies étaient appelées à jouer un rôle croissant.[1]
La résilience de fréquence ne se réduit donc pas à l’ajout de capacité. Qualité des prévisions, dimensionnement des réserves, accès au marché, conception des commandes et coordination des réseaux modifient à la fois le besoin d’énergie de réglage et les actifs capables de la fournir.
Une batterie peut faire partie de la réponse. Elle ne remplace ni des programmes exacts, ni une inertie suffisante, ni la capacité de transport, ni une bonne conception des réserves.
L’objectif est de relier un service système aux équipements, contrats et contraintes opérationnelles d’un projet de batterie donné.
FCR, aFRR, mFRR, maintien de la tension ou autre service — pas « services réseau » comme catégorie indifférenciée.
Les MW ayant réussi l’évaluation technique et opérationnelle, et non la seule puissance nominale des onduleurs.
La plage d’état de charge réservée aux réponses à la hausse et à la baisse pendant la période de fourniture requise.
Latence du signal, logique EMS, comptage, télémesure et interaction testée entre logiciel et électronique de puissance.
Limites de raccordement et conditions du GRD susceptibles de restreindre le dispatch, même à la demande du GRT.
La manière de hiérarchiser réglage, gestion locale des congestions, besoins du site industriel et fenêtres de maintenance.
Swissgrid répertorie séparément le réglage de fréquence, le maintien de la tension, le démarrage autonome et la marche en îlot. La préqualification d’une batterie pour un produit de réserve ne prouve donc pas sa capacité à remettre sous tension un réseau hors tension, à former un îlot ou à alimenter un site industriel pendant une panne.[5]
Cette limite importe autant pour l’ingénierie que pour la communication. La « résilience du réseau » est un résultat très large. Une affirmation crédible est plus étroite : ce BESS peut fournir une réponse définie, à un niveau de puissance testé, par une chaîne de commande spécifiée, pendant une durée donnée et dans les limites de son raccordement.
Les affirmations techniques, les règles de produit et les statuts d’exploitation ont été vérifiés le 7 septembre 2026 dans les sources publiques suivantes. Les règles de produit peuvent évoluer ; les citations sont volontairement courtes.
Electricity generation and consumption must be permanently balanced in the grid so that the frequency remains stable at 50 Hertz.Traduction CurvatureEnergy : « La production et la consommation d’électricité doivent rester en permanence équilibrées afin que la fréquence du réseau demeure stable à 50 hertz. »The provision of synthetic inertia must begin within a maximum of 10 ms after a frequency disturbance.Traduction CurvatureEnergy : « La fourniture d’inertie synthétique doit commencer au plus tard 10 ms après une perturbation de fréquence. »The battery prequalified for the provision of secondary control power on 24 September 2020.Traduction CurvatureEnergy : « La batterie a été préqualifiée pour fournir de la puissance de réglage secondaire le 24 septembre 2020. »